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单井成本核算分析作者：杨荣红来源：《经营者》 2017年第11期本文提出了规范单井成本核算的方法，详细列出了间接费用和分摊费用的分摊原则。
通过实现单井油气生产成本、完全成本以及单井收入的归集，为单井效益评价模型的建立提供了可能。
该模型的建立为油田企业有针对性地制定下一步措施，明确企业降本增效的方向，为油田有质量、有效益、可持续发展奠定了基础。
一、单井成本核算的目的单井核算就是通过一定的方法，把生产过程中直接和间接发生在油井上的各项费用，归集到单井上，依据产出，计算每口井的成本和损益，并对单井进行长、短期经济效益评价和吨油成本的控制，为生产经营决策提供依据。
二、建立单井成本核算体系单井核算工程业务量大、涉及面广，所以既要保证信息的准确有效，又要建立完善的组织机构。
根据单井核算的要求，结合生产规模，建立适合本单位成本核算需要的专项核算数据链及对应报表格式，反映每口油井的各项费用发生情况，计算出单井总成本、吨油成本，进而分析单井效益。
我们构建了三个层级的单井核算网络体系：单井、班站为第一层级，采油管理区为第二层级，采油厂为第三层级，明确各层级职责，进行工作。
第一层级，在单井、站成本费用的核算。
井站员工是单井的直接管理者，通过这一层级的核算主要实现从源头对单井费用的控制与管理。
第二层级，在采油管理区以成本组为核心进行单井成本的核算。
采油管理区成本员整理和归集班站的单井资料，并出具单井损益情况报表。
同时，进行单井投入与产出效益分析以及盈亏平衡分析，及时发现有问题的井，并有针对性地采取措施和跟踪研究。
第三层级，在厂部实施以单井为基础，以油藏为单元的经营分析与评价决策，优化经营方案，在这一层级主要进行大型的方案决策。
三、单井费用的归集及分摊（一）生产过程油井单井的直接费用含油气提升费、油井井下作业费和油井测井试井费。
水井单井的直接费用含驱油物注入费、水井井下作业费用和水井测井试井费。
油气处理费、油区维护费、输油输气费用、制造费用、管理费用、财务费用、勘探费用等属于间接费用。
单井动态分析的基本知识单井动态分析单井动态分析，主要是分析油、水井井下管柱工作状况是否正常，工作制度是否合理；生产能力和各项生产指标有无变化；以及增产、增注措施效果和油层运用状况等。
单井动态所需资料一般包括：静态资料：井别、投产时间、开采层位、完井方式、射开厚度、地层系数、所属层系、井位关系等。
动态生产数据及参数资料：日产液量、日产油量、含水率、日注水平、动液面深度，以及油井所用机型、泵径、冲程、冲次，投产初期及目前生产情况；注水井井下管柱、分层情况、注水压力、层段配注和实注水量等。
曲线及图表：单井生产曲线、注水曲线、吸水剖面曲线、产液剖面曲线、注水指示曲线；横向图、油砂体平面图、构造井位图、油水井油层连通图；油砂体数据表、油井生产数据表、注水井生产数据表、油水井措施前后对比表等。
（一）单井动态分析的基本内容单井动态分析主要包括以下四方面的内容：（1）基本情况介绍：介绍分析井的井号、井别、投产时间、开采层位、完井方式、射开厚度、地层系数、所属层系、井位关系；油井所用机型、泵径、冲程、冲次，投产初期及目前生产情况；注水井井下管柱、分层情况、注水压力、层段配注和实注水量等。
（2）动态变化原因及措施效果分析：分析历史上或阶段内调整挖潜的作法和措施效果，分析各项生产指标的变化原因。
采油井主要分析压力、产量、含水、油气比等变化情况；注水井则重点分析注水压力、注水量和分层吸水量等变化情况。
（3）潜力分析：通过对目前生产状况的分析，搞清目前生产潜力。
主要有加强生产管理的潜力；放大生产压差或提高注水压力的潜力；油井压裂、堵水的潜力；水井方案调整、细分注水潜力，改造增注潜力等。
（4）提出下步挖潜措施：通过潜力分析后，提出并论证改善单井开采效果的管理和挖潜措施，要求所采取措施针对性强，切实可行，有较高的经济效益。
（二）采油井动态分析的主要内容1.日常生产管理分析油井正常生产过程中产量、含水、流压和油气比等参数一般是比较稳定或渐变的，如果这些指标产生了突然的变化，说明生产中有了问题，要及时分析，找出原因，采取必要的措施。
单井分析报告概述单井分析是油田开发过程中的一项重要任务，通过对单一井的生产数据进行系统性分析，可以帮助油田开发者了解油井的生产情况，评估井下储层的动态性质，指导油井的优化生产和采油工艺的调整。
本报告旨在对某油田的单井进行综合分析，提供数据和结论以指导进一步的油井管理和优化。
数据收集和处理为了进行单井分析，我们使用了来自目标油井的以下数据进行研究： - 井口流率数据 - 各阶段生产时间的油水比数据 - 油井底座压力数据 - 油井生产日志数据我们对这些数据进行了清洗和处理，以确保数据的准确性和一致性。
之后，我们对数据进行了统计分析和可视化，以便更好地理解油井的生产情况。
生产情况分析在对目标油井的生产情况进行分析后，我们得出了以下结论：1. 井口流率分析通过分析井口流率数据，我们可以对油井的产能和生产稳定性进行评估。
根据数据分析，目标油井的平均井口流率为X桶/日，并且在一定时间范围内保持了相对稳定的生产水平。
这说明该油井具有较好的产能和生产表现。
2. 油水比分析油水比是衡量油井生产状况的重要指标之一。
通过分析各阶段的油水比数据，我们可以了解油井的采出程度和均质性。
根据数据分析，目标油井的油水比呈现出一定的波动，但整体而言保持在较高水平。
这表明油井具有良好的采油效果，并且储层具有相对均质的特性。
3. 底座压力分析油井底座压力是评估油井产能和采气能力的重要参数。
通过分析底座压力数据，我们可以了解油井形成压力和流体驱动情况。
根据数据分析，目标油井的底座压力呈现出逐渐下降的趋势，并且在特定时间点发生了明显的波动。
这可能是由于油井产量变化或其他因素导致的。
为了进一步分析底座压力的变化原因，我们需要更多的数据和详细的调查。
结论与建议通过对目标油井的单井分析，我们得出了以下结论和建议：1.目标油井具有较好的产能和生产表现，可以继续保持当前的生产工艺和操作。
2.目标油井的采油效果良好，并且储层具有相对均质的特性，可以考虑优化采油工艺以提高产能。
单井剖面相分析1．相标志的研究能够反映古代沉积条件和环境特征的标志，通常称为相标志或环境成因的标志。
沉积体系分析是从详细观察和描述相标志开始的。
确定沉积体系的标志主要包括：岩石学、沉积构造、剖面结构、古生物学、自生矿物、颗粒结构和测井相等标志作为沉积相划分的主要依据，地震相仅作为沉积相判别的辅助标志。
当某些层段相标志不甚明显时，可借助相的共生组合规律加以判定。
具体操作步骤如下：（1）划分岩石相①在岩心观察和实验基础上首先进行岩石相分类；②划分岩石相不仅要区分岩石类型，而且要反映沉积时水动力、地化及生物作用条件，对于碎屑岩储层水动力条件和能量与储层质量好坏一般有紧密联系，因此储层碎屑岩的岩石相尽可能与能量单元统一起来。
③对每种岩石相的沉积作用或沉积环境作出解释。
（2）垂向层序的分析①垂向层序是地下地质工作中沉积相分析的重要依据。
一般来说，一定的微相有一定的垂向沉积层序，但一种垂向层序可能有几种微环境成因，所以垂向层序是很重要的相标志，而不是绝对标志，需结合其它标志综合判别。
②碎屑岩储层垂向层序一般又是层内非均质性的决定性因素，因此确定各微相砂体的典型垂向层序是储层描述中必不可少的内容。
③垂向层序以自下而上岩石相的组合序列来表示，以最基本的沉积旋回为单元进行组合。
④垂向层序的分类和描述要满足划分微相和各微相作用沉积学解释的要求。
⑤每类垂向层序应选择代表性取心井段分别作出相柱子图，内容除沉积学描述外，还应包括反映储层物性及典型测井曲线。
（3）沉积旋回分析①以最小沉积旋回为单元的垂向层序分析作为基础，逐级向上扩大进行各级沉积旋回分析。
②沉积旋回分析的目的是搞清垂向上微相演化，进一步确认亚相（大相），并从相组合上检验微相，要应用全部的相标志进行综合分析。
③各级沉积旋回反映盆地构造活动、气候变化、碎屑物供应量的变化，水进水退、沉积体的废弃转移、各次沉积事件间能量的差异以及每次沉积事件本身能量的变化过程。
④沉积旋回分析应从小到大，从大到小反复进行，从各级旋回的岩相组合和演化规律上互相检验相分析的合理性。
油井和油藏开发动态分析油田开发分析一般是从点到线，从线到面的分析方法。
也就是我们常说的单井分析（油井、水井）、井排及排间（行列注水）分析、区块分析（不同构造部分的油藏或断块）及全油田分析。
不同类别的分析其目的、要求及所取资料是不尽相同的。
一、单井开采动态分析1、目的：为合理开发油田服务及更好的完成原油生产任务。
2、具体要求：（1）、收集每口井的全部地质和技术资料，建立油水井井史档案；（2）、建立健全单井生产动态资料，包括产量、压力、检测资料、分析化验资料、建立油水产出、注水账目等进行单井动态分析；（3）、根据油水井目前生产情况，结合全油藏特征，对油井生产能力进行评估。
分析不同工作制度下的产量变化，为配产配注提供依据；（4）、对未来油井生产动态进行预测；（5）、通过油井产状和试井资料，可以分析其周围井之间的连通情况，流层渗透率及渗流特征参数的计算；（6）根据生产特征判断油藏驱动类型，自然水驱及人工注水的必要性；（7）、为油田动态分析提供各项资料；3、油井分析所需资料油井产状分析是油田分析的基础（最小单元），也是做好油田开采工作的重要指标。
因为油井产状变化受到多项因素影响。
所以所涉及的资料也比较广泛。
下面列举油井分析所需各项资料：1）、基础井史资料（1）、井号（类型）：（2）、开采层位及投产日期（曾经动用及目前动用）；（3）、开采层位深度及海拔；（4）、完井方法记录：油套管规格、下入深度、射孔规格、曾射后封、卡层情况；（5）、必要的图幅：井位图、构造图、剖面图、连通图、井身结构图、单井开采曲线图；2）、开采层的性质及参数资料（1）、开采层岩石性质；（储油气岩石主要是砂岩和碳酸岩即都是沉积岩）、孔隙度（岩石孔隙的总体积和岩石总体积之比）、渗透率（在一定压差作用下，储油岩石具有流体通过的的能力）、饱和度（某流体体积占岩石空隙体积的百分数）（2）、开采层油层厚度（砂层、有效厚度）；（3）、油层有效孔隙度；（4）、油层有效渗透率；（5）、油层原始油、水饱和度；3）、试油及原始压力资料（1）、开采层、油层原始压力；（2）、投产初期地层压力；（3）、初期试油成果：试油时间、方法、工作制度、参数产量、静压、油气比、原油性质、含砂等；（4）、压力恢复曲线及解释资料；（5）、投产后增产措施资料：压裂强度、压裂参数、压裂规模等，酸化液性质、配方、规模等。
油水井单井动态分析井组动态分析实例分析该井区有油水井6口，西靠边水，东边被一密封断层分隔。
井区地质储量为35万吨、截止2005年5月累采原油9.9万吨，标定采收率38%。
注明：原油密度为0.9g/cm3，原油体积系数为1.2水的体积系数为1，水的密度为1克/cm3根据以上图、表和已知条件回答下列问题：一、1、分别写出A注采井组和B注采井组的油水井井号。
2、分别计算A注采井组和B注采井组2005年5月的注采比3、计算该井区截止2005年5月采出程度。
4、分别计算2004年12月和2005年5月采油速度5、计算该井区可采储量.6、计算该井区截止2005年5月可采储采出程度7、计算该井区截2005年5月剩余可采储量8、计算该井区2005年5月剩余储量采油速度二、分析产量下降油井原因，并分别制定出调整井区注采结构和协调注采关系的措施油措施。
答案一、1、A注采井组油水井有：A注水井、1号油井、2号油井，3号油井.B注采井组油水井有B注水井、4号油井. （1分）2、2005年5月A注采井组注采比：0.90，（1分）B注采井组注采比为：1.10（1分）3、该井区2005年5月采出程度为：28.3%，（1分4、2004年12月采油速度分别为2.87%（1分）2005年5月采油速度为2.05%（1分）5、该井区可采储量13.3万吨（1分）6、该井区截止2005年5月可采储采出程度74.4%（1分）7、该井区2005年5月剩余可采储量3 .4万吨（1分）8、该井区截止2005年5月剩余地质储量采油速度21.1（1分）二、分析（10分）1号油井是A注水井的二线受效井，主要受边水驱动，此井区边水不活跃，边水驱动能量低，导致1号油井供液不足，日产液量下降，又因单向受效于边水，导致水淹度加快，是1号油井是日产原油逐渐下降的主要原因.2号油井距边水远，单向受效于A注水井，注采井网不完善，注采失调，含水上升速度加快，是2号油井日产原油能力下降的主要原因。
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